Методы освоения добывающих скважин

Рис. 5.29. Принципиальные схемы песочных якорей

1 -- корпус-накопитель якоря; 2 -- отверстия; 3 -- труба; 4 -- узел соединения якоря с насосом; 5 -- всасывающий клапан насоса; а -- якорь прямого типа; б -- якорь обращенного типа; I -- жидкая фаза продукции; II -- жидкость + механические примеси (песок); III -- механические примеси

Следует отметить, что чистка песчаных пробок промывкой скважины является достаточно трудоемкой и дорогостоящей операцией, поскольку частицы песка покрыты нефтью, а зачастую и парафином, в процессе эксплуатации они слипаются, образуя достаточно прочную пробку.



20. Применение полых штанг

Рис. 5.30. Оборудование устья скважины с полыми насосными штангами:

1 --глубинный насос; 2 -- насосные трубы; 3 -- трубные штанги; 4 -- выкидная линия; 5 -- отвод; 6 -- фильтр; 7 -- гибкий шланг

Кроме сплошных насосных штанг, могут применяться полые или трубчатые штанги. Полые штанги предназначены для передачи движения от головки балансира станка-качалки плунжеру скважинного насоса при непрерывной или периодической подаче в полость насосных труб ингибиторов коррозии, ингибиторов отложения парафина, растворителей парафина, теплоносителей, деэмульгаторов, жидкости гидрозащиты насоса. Продукция скважины при этом отбирается по кольцевому пространству между полыми штангами и НКТ.

Другим вариантом применения полых штанг является откачка пластовой жидкости с высоким содержанием механических примесей. При этом откачка пластовой жидкости проводится по центральному каналу. За счет малого диаметра проходного сечения увеличивается скорость движения откачиваемой жидкости по каналу, что препятствует выпадению (оседанию) механических примесей из потока жидкости. Полые штанги конструктивно состоят из трубчатой основной части и резьбовых концов, которые присоединяются к трубчатой части с помощью сварки.

Полые штанги подвешивают к головке балансира с помощью канатного подвеса и вертлюга. Устье скважины герметизируется сальником.

24. Борьба с вредным влиянием газа

Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса в настоящее время используются следующие способы:

1. увеличение давления на приеме насоса за счет его большего погружения под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса;

2. снижение коэффициента мертвого пространства за счет использования насосов специальной конструкции (например, с двумя нагнетательными клапанами), а также за счет правильной посадки плунжера в цилиндре насоса (за счет точной подгонки длины штанговой колонны с учетом упругих деформаций штанг и труб);

3. увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером;

4. увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса.

Возможности, преимущества и недостатки отмеченных способов очевидны. Рассмотрим более подробно возможность увеличения коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса благодаря использованию специальных глубинных устройств, называемых газовыми якорями или газовыми сепараторами и устанавливаемых, как правило, ниже всасывающего клапана насоса.

Работа газовых сепараторов для скважинных штанговых насосов основана на принципе гравитационного разделения фаз. Эффективные гравитационные сепараторы должны удовлетворять определенным требованиям, основными из которых являются:

-- скорость нисходящего потока в сепараторе жидкой фазы должна быть меньше скорости всплытия газовых пузырьков;

-- рациональное соотношение между площадью выходных отверстий для газа в перфорированном ниппеле и площадью всасывающего клапана;

-- рациональные диаметр и длина газового сепаратора, определяющие потери давления в нем.

Известно большое количество гравитационных газовых сепараторов, основные схемы которых представлены на рис. 5.28.

Схема наиболее простого газового сепаратора приведена на рис. 5.28, а (в этом случае скважина обязательно должна иметь



Рис. 5.28. Принципиальные схемы гравитационных газовых сепараторов:

I - нефть; II - газожидкостная смесь; III - газ 1 - обсадная колонна; 2 - колонна НКТ; 3 - колонна штанг; 4 - глубинный насос; 5 - продуктивный пласт; 6 - перфорированные отверстия; 7 - прием насоса (всасывающий клапан); 8 - отводная трубка; 9 - пакер; 10 - приемная труба; 11 внутренняя трубка зумпф).

Насос устанавливается ниже интервала перфорации, а под ним закрепляется перфорированный хвостовик того же диаметра, что и насосно-компрессорные трубы. Нефть с газом из продуктивного пласта 5 поступают в кольцевое пространство между обсадной колонной 1 и колонной НКТ 2. Вследствие достаточно большой площади поперечного сечения этого кольцевого пространства нефть с меньшей скоростью, чем всплывают пузырьки газа, движется вниз и поступает через отверстия 6 в приемную трубу 10 и далее -- в прием насоса 7. Эффективность данной схемы сепарации достаточно высока, но она не может применяться в скважинах с небольшим динамическим уровнем, а также в скважинах с открытым забоем.

Газовый сепаратор пакерного типа представлен на рис. 5.28, б. Нефть с газом поднимается по обсадной колонне 1 до пакера 9. Затем эта смесь через приемную трубу 10 поступает в отводную трубку 8, расположенную в кольцевом пространстве между обсадной колонной 1 и НКТ 2. На выходе из отводной трубки 8 изменяется направление движения: жидкость стекает вниз и через отверстия 6 поступает к приему насоса 7, а газ уходит в затрубное пространство. Такая схема сепаратора позволяет избежать влияния динамического уровня в затрубном пространстве на эффективность его работы. Для снижения давления сепарации и повышения ее эффективности пакер устанавливают как можно выше над забоем или увеличивают длину отводной трубки 8.

Наиболее широкое распространение получил газовый сепаратор, представленный на рис. 5.28, в и состоящий из приемной трубы 10 с перфорированными в верхней части отверстиями 6, через которые нефть (практически без свободного газа) поступает через внутреннюю трубку 11, перфорированную в нижней части, к приему насоса 7. Очевидно, что этот сепаратор эффективен при небольших дебитах скважин. При более высоких дебитах необходимо увеличивать размеры приемного устройства, что видно из рис. 5.28, г. Для лучшей сепарации газа от нефти изменены размеры сепаратора, форма входных отверстий и их местоположение.

Для скважин с относительно низким давлением на приеме насоса в качестве газового сепаратора можно использовать приемную трубу 10 в виде хвостовика с отверстиями в нижней части его (рис. 5.28, д). При этом диаметр хвостовика должен быть меньше диаметра НКТ на ¹/₂ дюйма.

В скважинах малого диаметра с высоким динамическим уровнем можно использовать пакерный сепаратор, схема которого показана на рис. 5.28, е. Газожидкостная смесь из обсадной колонны поступает в приемную трубу 10 и попадает в затрубное пространство над пакером: жидкая фаза стекает вниз и через отверстия 6 поступает в прием насоса, а свободный отсепарированный газ поднимается вверх.

Таким образом, в настоящее время для эффективной эксплуатации скважин, продукция которых содержит значительное количество газа, имеется достаточно технических и технологических приемов, широко применяемых в практике разработки нефтяных месторождений.

25 Борьба с вредным влиянием парафина

При откачке пластовой жидкости с высоким содержанием парафина, асфальтенов и смол в колонне НКТ может происходить отложение этих веществ. Для борьбы с асфальто-смоло-парафинистыми отложениями (АСПО) при работе ШСНУ применяются штанговые скребки. Эти скребки могут быть совмещены с центраторами (скребки-центраторы). Наиболее часто применяемым на промыслах видом скребков является пластинчатый (рис. 5.31).

Стальная пластина 1 крепится хомутами 2 (с помощью сварки или запрессовки) к телу штанги. Расстояние между скребками любых типов должно быть меньше, чем длина хода плунжера скважинного насоса для перекрытия зон очистки внутренней поверхности колонны НКТ. Для равномерной очистки внутренней поверхности НКТ от отложений скребки должны постоянно поворачиваться вместе с колонной насосных штанг или без нее. В первом случае такой поворот осуществляется с помощью штанговращателя, во втором -- за счет специальной формы скребка (например -- винтовой), что приводит к вращению скребка за счет сил трения.

Другим способом борьбы с АСПО является закачка в скважину специальных химических реагентов. Однако подача химреагентов с устья скважины часто является неэффективной, т.к. реагент должен пройти через большую «подушку» пены и пластовой жидкости и попасть на прием скважинного насоса. Поэтому наиболее эффективным становится применение скважинного дозатора. Дозатор скважинный инжекционный (ДСИ-107) разработан «ТатНИПИнефть» и успешно применяется на многих нефтяных промыслах. Предназначен для подачи водонерастворимых ингибиторов на прием штангового насоса. Дозатор обеспечивает непрерывную подачу химреагента в пределах от 0,1 до 40 л/сут. Работу дозатора в скважине контролируют по изменению дебита скважины, величине нагрузки на головку балансира СК, химическому анализу устьевых проб добываемой жидкости.

Длину контейнера из НКТ для заливки раствора ингибитора подбирают с расчетом, чтобы повторная заправка дозатора химреагентом производилась при очередном текущем ремонте скважины.

26. Эксплуатация наклонных и искривленных скважин

Практически все нефтяные скважины Западной Сибири и многие скважины в других регионах являются наклонно-направленными или искривленными. Практика эксплуатации ШСНУ показала, что значительное искривление скважины приводит к резкому снижению наработки до отказа насосной установки, в первую очередь - колонны насосных штанг и колонны НКТ. Постоянный контакт между муфтами насосных штанг и внутренней поверхностью НКТ приводит к быстрому износу муфт и к возможности выхода нирреля штанги из муфты, т.е. к обрыву штанг. Одновременно с этим муфты штанг, действуя как резцы, прорезают металл НКТ. Из-за этого в теле НКТ возникают повреждения, иногда сквозные. Такие повреждения уменьшают площадь сечения тела НКТ, что в свою очередь, может привести в конечном итоге даже к обрыву колонны НКТ и падению оборудования на забой скважины. Кроме того, сквозные повреждения в колонне НКТ приводят к утечкам через них добываемой жидкости.

Для защиты колонн НКТ и насосных штанг от взаимного износа в наклонно-направленных скважинах необходимо применять центраторы или протекторы.

Центраторы могут выполняться с поверхностями трения качения и скольжения. Центраторы скольжения проще в изготовлении, дешевле, долговечнее в работе. Новейшие конструкции центраторов изготавливаются комбинированными из стального корпуса и полимерной рабочей оболочки или полимерных роликов. Винтовые центраторы скольжения по сравнению с цилиндрическими имеют меньшее гидравлическое сопротивление. Конкретный тип центратора подбирается в зависимости от показателей интенсивности искривления скважины, расчетных нагрузок на штанги, вязкости и других свойств добываемой жидкости. При небольших величинах зенитного угла достаточно применять центраторы скольжения. При значительных величинах зенитного угла на интенсивно искривленных участках необходимо применять роликовые центраторы качения, на остальных участках -- центраторы скольжения.

В интенсивно искривленных аварийных скважинах необходимо комбинированное применение центраторов и других



Рис. 5.32. Конструкция центраторов:

а - центратор - муфта с роликами; б - центратор-муфта скольжения; в - центратор-скребок промежуточный

предохранительных устройств. Центраторы роликовые устанавливаются в интервале набора кривизны или корректировки траектории скважины, а в других искривленных участках - центраторы скольжения. Пример исполнения центраторов представлен на рис. 5.32.

Некоторые центраторы выполняют также роль скребков по очистке НКТ от парафина и других отложений. Они должны быть устойчивы к износу, ударам, изменениям температуры; химическим воздействиям нефти и пластовой воды; обладать низкой абразивностью к металлу, создавать минимальные гидравлические сопротивления, иметь оптимальную стоимость.

При выборе типа конструкций центраторов необходимо учитывать их гидравлические характеристики. Все применяемые центраторы скольжения создают при возвратно-поступательном движении в НКТ значительные сопротивления. С возрастанием числа качаний их величина растет и может снизить продуктивность работы насоса, увеличить энергозатраты на добычу, снизить МРП скважины. Необходимо обеспечить оптимальное сочетание гидравлических характеристик центраторов с их устойчивостью к износу.

Наилучшим образом этому требованию отвечают центраторы турбинного типа. Все типы центраторов должны иметь закругленные углы, зауженные концы, увеличенное отношение длины к диаметру. Такие характеристики позволяют уменьшить сопротивление потоку нефти за счет минимизации турбулентности и кавитации потока. Соответственно наилучшими являются центраторы, позволяющие использовать их минимальное общее число и вес в расчете на одну скважину.

Другим нормативным условием выбора центраторов является суммарная стоимость в расчете на одну скважину при прочих равных условиях. Габариты центратора не должны препятствовать проведению спускоподъемных операций в скважине, ловильных и других работ.

27. Область применения УЭЦН

Эксплуатация нефтяных скважин УЭЦН широко распространена на нефтяных промыслах Российской Федерации, и, особенно, в Западной Сибири. В этом регионе более 90 % всей добываемой нефти поднимается на поверхность земли с помощью УЭЦН. Особенно широко используются центробежные насосы при интенсификации добычи нефти.

Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 20-1000 м³/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м.

В области больших подач (свыше 80 м³/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м³/сут КПД УЭЦН превышает 40 %, но в области небольших подач КПД УЭЦН резко падает. Также установки ЭЦН меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины.

Влияние кривизны ствола скважины у ЭЦН сказывается в основном при спускоподъемных операциях из-за опасности повреждения кабеля и не связано (до определенной величины угла наклона скважины и темпа набора кривизны), как у ШСН, с самим процессом эксплуатации. Однако ЭЦН плохо работают в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора.

Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. Работа установок ЭЦН достаточно легко поддается автоматизации и телеуправлению.

При использовании ЭЦН возможно применение эффективных средств уменьшения отложений парафина в подъемных трубах. Применяются защитные покрытия НКТ, системы автоматической подачи специальных химических реагентов в скважину и автоматизированные установки со скребками, спускаемыми на проволоке. Монтаж наземного оборудования УЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легких будках или в шкафах. Межремонтный срок работы установок ЭЦН составляет по Западной Сибири в среднем около года. Применение новых конструктивных разработок, а также усовершенствование способов диагностики, обслуживания и ремонта позволит в ближайшие годы увеличить межремонтные сроки в 1,5--2 раза.

Бесштанговые насосы содержат скважинный насос и скважинный привод насоса, непосредственно соединенные между собой. Энергия к приводу насоса подводится по кабелю (при электроприводе) или по трубопроводу (при гидро- или пневмоприводе). Благодаря отсутствию длинной механической связи между приводом и насосом, бесштанговые насосы имеют значительно большую мощность, чем штанговые. Это дает возможность поддерживать большие отборы жидкости некоторыми видами бесштанговых насосов. В Российской Федерации установками ЭЦН оснащено более 35 % всех нефтяных скважин и добывается более 65 % всей нефти.

Разработка бесштанговых насосов в нашей стране началась еще в начале XX века, когда А.С. Арутюнов вместе с В.К. Долговым разработали скважинный агрегат, в котором центробежный насос приводился в действие погружным электродвигателем. Впоследствии А.С. Арутюнов создал всемирно известную фирму REDA - Русский электродвигатель Арутюнова.

Промышленные образцы центробежных насосов с электроприводом были разработаны в Советском Союзе Особым конструкторским бюро по бесштанговым насосам (ОКБ БН). В настоящее время многие российские фирмы продолжают работы по созданию бесштанговых насосов новых типов и типоразмеров и следят за рациональным применением разработанных конструкций.

В последние годы нефтяная промышленность получает большое количество новых видов УЭЦН, для изготовления которых чаще применяются высококачественные материалы и высокие технологии, которые ранее использовались лишь в аэрокосмических отраслях.

28. Основные узлы установки и их назначение УЭЦН

Скважинные центробежные насосы

Скважинные центробежные насосы являются многоступенчатыми машинами. Это обусловлено в первую очередь малыми значениями напора, создаваемым одной ступенью (рабочим колесом и направляющим аппаратом). В свою очередь небольшие значения напора одной ступени (от 3 до 6-7 м водяного столба) определяются малыми величинами внешнего диаметра рабочего колеса, ограниченного внутренним диаметром обсадной колонны и размерами применяемого скважинного оборудования - кабеля, погружного двигателя и т.д.

Конструкция скважинного центробежного насоса может быть обычной и износостойкой, а также повышенной коррозионной стойкости. Диаметры и состав узлов насоса в основном одинаковы для всех исполнений насоса.

Скважинный центробежный насос обычного исполнения предназначен для отбора из скважины жидкости с содержанием воды до 99%. Механических примесей в откачиваемой жидкости должно быть не более 0,01 массовых % (или 0,1 г/л), при этом твердость механических примесей не должна превышать 5 баллов по Моосу; сероводорода -- не более 0,001%. По требованиям технических условий заводов-изготовителей, содержание свободного газа на приеме насоса не должно превышать 25%.

Центробежный насос коррозионностойкого исполнения предназначен для работы при содержании в откачиваемой пластовой жидкости сероводорода до 0,125% (до 1,25 г/л). Износостойкое исполнение позволяет откачивать жидкость с содержанием механических примесей до 0,5 г/л.

Ступени размещаются в расточке цилиндрического корпуса каждой секции. В одной секции насоса может размещаться от 39 до 200 ступеней в зависимости от их монтажной высоты. Максимальное количество ступеней в насосах достигает 550 штук.

Рис. 6.2. Схема скважинного центробежного насоса:

1 - кольцо с сегментами; 2,3- гладкие шайбы; 4,5- шайбы амортизаторы; 6 - верхняя опора; 7 - нижняя опора; 8 - пружинное кольцо опоры вала; 9 - дистанционная втулка; 10 -основание; 11 - шлицевая муфта.

Модульные ЭЦН

Для создания высоконапорных скважинных центробежных насосов в насосе приходится устанавливать множество ступеней (до 550). При этом они не могут разместиться в одном корпусе, поскольку длина такого насоса (15-20 м) затрудняет транспортировку, монтаж на скважине и изготовление корпуса.

Высоконапорные насосы составляются из нескольких секций. Длина корпуса в каждой секции не более 6 м. Корпусные детали отдельных секций соединяются фланцами с болтами или шпильками, а валы шлицевыми муфтами. Каждая секция насоса имеет верхнюю осевую опору вала, вал, радиальные опоры вала, ступени. Приемную сетку имеет только нижняя секция. Ловильную головку -- только верхняя секция насоса. Секции высоконапорных насосов могут иметь длину меньшую, чем 6 м (обычно длина корпуса насоса составляет 3,4 и 5 м), в зависимости от числа ступеней, которые надо в них разместить.

Насос состоит из входного модуля (рис. 6.4), модуля секции (модулей-секций) (рис. 6.3), модуля головки (рис. 6.3), обратного и спускного клапанов.

Допускается уменьшить число модулей-секций в насосе, соответственно укомплектовав погружной агрегат двигателем необходимой мощности.

Соединения модулей между собой и входного модуля с двигателем фланцевые. Соединения (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) уплотняют резиновыми кольцами. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляют с помощью шлицевых муфт.

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов 3,4 и 5 м, унифицированы. Для защиты кабеля от повреждений при спускоподъемных операциях на основаниях модуля-секции и модуля-головки расположены съемные стальные ребра. Конструкция насоса позволяет без дополнительной разборки использовать модуль насосный газосепаратор, который устанавливается между модулем входным и модулем-секцией.

Технические характеристики некоторых типоразмеров ЭЦН для добычи нефти, изготавливаемых российскими фирмами по техническим условиям представлены в таблице 6.1 и рис. 6.6.

Напорная характеристика ЭЦН, как видно на приведенных выше рисунках, может быть как с западающей левой ветвью характеристики (малодебитные насосы), монотонно падающей (в основном для среднедебитных установок), так и с переменным знаком производной. Такой характеристикой в основном обладают высоко дебитные насосы.

Мощностные характеристики практически всех ЭЦН имеют минимум при нулевой подаче (так называемый «режим закрытой задвижки»), что обуславливает применение обратного клапана в колонне НКТ над насосом.

Рабочая часть характеристики ЭЦН, рекомендуемая фирмами-изготовителями, очень часто не совпадает с рабочей частью характеристик, определяемой общими методиками насосостроения. В последнем случае границами рабочей части характеристики являются величины подач в (0,7--0,75)Q_o и (1,25--1,3Q₀, где Q₀ -- подача насоса в оптимальном режиме работы, т.е. при максимальном значении КПД. Погружные электродвигатели

Погружной электрический двигатель (ПЭД) -- двигатель специальной конструкции и представляет собой асинхронный двухполюсный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель заполнен маловязким маслом, которое выполняет функцию смазки подшипников ротора, отвода тепла к стенкам корпуса двигателя, омываемого потоком скважинной продукции.

Верхний конец вала электродвигателя подвешен на пяте скольжения. Ротор двигателя секционный; секции собраны на валу двигателя, изготовлены из пластин трансформаторного железа и имеют пазы, в которые вставлены алюминиевые стержни, закороченные с обеих сторон секции токопроводящими кольцами. Между секциями вал опирается на подшипники. По всей длине вал электродвигателя имеет отверстие для циркуляции масла внутри двигателя, осуществляемой также через паз статора. В нижней части двигателя имеется масляный фильтр.

Длина и диаметр двигателя определяют его мощность. Скорость вращения вала ПЭД зависит от частоты тока; при частоте переменного тока 50 Гц синхронная скорость составляет 3000 об/мин. Погружные электродвигатели маркируются с указанием мощности (в кВт) и наружного диаметра корпуса (мм), например, ПЭД 65-117--погружной электродвигатель мощностью 65 кВт и наружным диаметром 117 мм. Необходимая мощность электродвигателя зависит от подачи и напора погружного центробежного насоса и может достигать сотен кВт.

Современные погружные электродвигатели комплектуются системами датчиков давления, температуры и других параметров, фиксируемых на глубине спуска агрегата, с передачей сигналов по электрическому кабелю на поверхность (станцию управления).

Двигатели мощностью более 180 кВт диаметром 123 мм, более 90 кВт диаметром 117 мм, 63 кВт диаметром 103 мм и мощностью 45 кВт диаметром 96 мм - секционные.

Секционные двигатели состоят из верхней и нижней секций, которые соединяются при монтаже двигателя на скважине. Каждая секция состоит из статора и ротора, устройство которых аналогично односекционному электродвигателю. Электрическое соединение секций между собой последовательное, внутреннее и осуществляется с помощью 3-х наконечников. Герметизация соединения обеспечивается уплотнением при стыковке секций.

Для увеличения подачи и напора рабочей ступени центробежного насоса применяют регуляторы частоты вращения. Регуляторы частоты вращения позволяют перекачивать среду в более широком диапазоне объемов, чем это возможно при постоянной скорости, а также осуществлять плавный контролируемый пуск погружного асинхронного двигателя с ограничением пусковых токов на заданном уровне. Это повышает надежность УЭЦН за счет снижения электрических нагрузок на кабель и обмотку двигателя при запуске установок, а также улучшает условия работы пласта при пуске скважины. Оборудование позволяет также в комплекте с установленной в УЭЦН системой телеметрии поддерживать заданный динамический уровень в скважине.

Одним из методов регулирования частоты вращения ротора УЭЦН является регулирование частоты питающего погружной двигатель электротока.

Оборудованием для обеспечения этого метода регулирования оснащены станции управления российского производства СУРС-1 и ИРБИ 840.

Гидрозащита

Для увеличения работоспособности погружного электродвигателя большое значение имеет надежная работа его гидрозащиты, предохраняющей электродвигатель от попадания в его внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсирующей изменение объема масла в двигателе при его нагреве и охлаждении, а также при утечке масла через негерметичные элементы конструкции. Пластовая жидкость, попадая в электродвигатель, снижает изоляционные свойства масла, проникает через изоляцию обмоточных проводов и приводит к короткому замыканию обмотки. Кроме того, ухудшается смазка подшипников вала двигателя.

В настоящее время на промыслах Российской Федерации широко распространена гидрозащита типа Г.

Гидрозащита типа Г состоит из двух основных сборочных единиц: протектора и компенсатора.

Основной объем узла гидрозащиты, формируемый эластичным мешком, заполнен жидким маслом. Через обратный клапан наружная поверхность мешка воспринимает давление продукции скважины на глубине спуска погружного агрегата. Таким образом, внутри эластичного мешка, заполненного жидким маслом, давление равно давлению погружения. Для создания избыточного давления внутри этого мешка на валу протектора

имеется турбинка. Жидкое масло через систему каналов под избыточным давлением поступает во внутреннюю полость электродвигателя, что предотвращает попадание скважинной продукции внутрь электродвигателя.

Компенсатор предназначен для компенсации объема масла внутри двигателя при изменении температурного режима электродвигателя (нагревание и охлаждение) и представляет собой эластичный мешок, заполненный жидким маслом и расположенный в корпусе. Корпус компенсатора имеет отверстия, сообщающие наружную поверхность мешка со скважиной. Внутренняя полость мешка связана с электродвигателем, а внешняя--со скважиной. При охлаждении масла объем его уменьшается, и скважинная жидкость через отверстия в корпусе компенсатора входит в зазор между наружной поверхностью мешка и внутренней стенкой корпуса компенсатора, создавая тем самым условия полного заполнения внутренней полости погружного электродвигателя маслом. При нагревании масла в электродвигателе объем его увеличивается, и масло перетекает во внутреннюю полость мешка компенсатора; при этом скважинная жидкость из зазора между наружной поверхностью мешка и внутренней поверхностью корпуса выдавливается через отверстия в скважину.

Все корпуса элементов погружного агрегата соединяются между собой фланцами со шпильками. Валы погружного насоса, узла гидрозащиты и погружного электродвигателя соединяются между собой шлицевыми муфтами.

Таким образом, погружной агрегат УЭЦН представляет собой комплекс сложных электрических, механических и гидравлических устройств высокой надежности, что требует от персонала высокой квалификации.

Обратный и спускной клапаны

Обратный клапан служит для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения повторного запуска насосного агрегата. Остановки погружного агрегата происходят по многим причинам: отключение электроэнергии при аварии на силовой линии; отключение из-за срабатывания защиты ПЭД; отключение при периодической

эксплуатации и т.п. При остановке (обесточивании) погружного агрегата столб жидкости из НКТ начинает стекать через насос в скважину, раскручивая вал насоса (а значит, и вал погружного электродвигателя) в обратном направлении. Если в этот период возобновляется подача электроэнергии, ПЭД начинает вращаться в прямом направлении, преодолевая огромную силу. Пусковой ток ПЭД в этот момент может превысить допустимые пределы, и, если не сработает защита, электродвигатель выходит из строя. Спускной клапан предназначен для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины. Обратный клапан ввинчен в модуль-головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана. Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от значения газосодержания у сетки входного модуля насоса.

При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый.

Обратные клапана насосов 5 и 5А рассчитаны на любую подачу, группы 6 - на подачу до 800 м³/сут включительно. Конструктивно они одинаковы и имеют резьбу муфты и насосно-компрессорной гладкой трубы диаметром 73 мм. Обратный клапан для насосов группы 6, рассчитанный на подачу свыше 800 м³/сут, имеет резьбу муфты и НКТ гладкой трубы диаметром 89 мм.

Спускные клапана имеют такие же исполнения по резьбам, как и обратные. В принципе спускной клапан - это муфта, в боковую стенку которой вставлена горизонтально короткая бронзовая трубка (штуцер), запаянная с внутреннего конца. Отверстие в этом клапане вскрывают при помощи металлического стержня диаметром 35 мм и длиной 650 мм, сбрасываемого в трубу с поверхности. Стержень, ударяясь о штуцер, отламывает его в месте надреза и открывает отверстие в клапане. В результате жидкость перетекает в эксплуатационную колонну. Применение такого спускного клапана не рекомендуется, если в установке используют скребок для очистки труб от парафина. При обрыве проволоки, на которой спускается скребок, он падает и ломает штуцер, происходит самопроизвольный перепуск жидкости в скважину, что приводит к необходимости подъема агрегата. Поэтому применяют спускные клапаны и других типов, приводимые в действие за счет повышения давления в трубах, без спуска металлического стержня.

Трансформаторы

Трансформаторы предназначены для питания установок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц. Трансформатор повышает напряжение, чтобы двигатель на вводе в обмотку имел заданное номинальное напряжение. Рабочее напряжение двигателей составляет 470-2300 В. Кроме того, учитывается снижение напряжения в длинном кабеле (от 25 до 125 В/км).

Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого напряжения (ВН) и низкого напряжения (НН), бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем, переключателя. Трасформаторы выполняются с естественным масляным охлаждением. Они предназначены для установки на открытом воздухе. На высокой стороне обмоток трансформатора имеется 5-10 ответвлений, обеспечивающих подачу оптимального напряжения на электродвигатель. Масло, заполняющее трансформатор, имеет пробивное напряжение 40 кВ.

Станция управления

Станция управления предназначена для управления работой и защиты У ЭЦН и может работать в ручном и автоматическом режимах. Станция оснащена необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевозможными реле (максимальные, минимальные, промежуточные реле времени и т.п.). При возникновении нештатных ситуаций срабатывают соответствующие системы защиты, и установка отключается.

Станция управления выполнена в металлическом ящике, может устанавливаться на открытом воздухе, но часто размещается в специальной будке.

Кабельные линии

Кабельные линии предназначены для подачи электроэнергии с поверхности земли (от комплектных устройств и станций управления) к погружному электродвигателю.

К ним предъявляются достаточно жесткие требования -- малые электрические потери, малые диаметральные габариты, хорошие диэлектрические свойства изоляции, термостойкость к низким и высоким температурам, хорошая сопротивляемость воздействию пластовой жидкости и газа и т.д.

Кабельная линия состоит из основного питающего кабеля (круглого или плоского) и соединенного с ним плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода.

Соединение основного кабеля с кабелем-удлинителем обеспечивается неразъемной соединительной муфтой (сросткой). С помощью сростки могут быть соединены также участки основного кабеля для получения требуемой длины.

Кабельная линия на основной длине чаще всего имеет сечение круглое или близкое к треугольному.

Для сокращения диаметра погружного агрегата (кабель+центробежный насос) нижняя часть кабеля имеет плоское сечение.

Кабель выпускается с полимерной изоляцией, которая накладывается на жилы кабеля в два слоя. Три изолированные жилы кабеля соединяются вместе, накрываются предохраняющей подложкой под броню и металлической броней. Металлическая лента брони предохраняет изоляцию жил от механических повреждений при хранении и работе, в первую очередь -- при спуске и подъеме оборудования.

В прошлом бронированный кабель выпускался с резиновой изоляцией и защитным резиновым шлангом. Однако в скважине резина насыщалась газом и при подъеме кабеля на поверхность газ разрывал резину и броню кабеля. Применение пластмассовой изоляции кабеля позволило существенно снизить этот недостаток.

У погружного двигателя кабельная линия заканчивается штепсельной муфтой, которая обеспечивает герметичное соединение с обмоткой статора двигателя.

Верхний конец кабельной линии проходит через специальное устройство в оборудовании устья скважины, которым обеспечивается герметичность затрубного пространства, и соединяется через клеммную коробку с электрической линией станции управления или комплектного устройства. Клеммная коробка предназначена для предупреждения попадания нефтяного газа из полости кабельной линии в трансформаторные подстанции, комплектные устройства и шкафы станций управления.

Кабельная линия в состоянии транспортирования и хранения располагается на специальном барабане, используемом также при спусках и подъемах установок на скважинах, профилактических и ремонтных работах с кабельной линией.

Выбор конструкций кабельных линий зависит от условий эксплуатации установок ЭЦН, в первую очередь, от температуры скважинной продукции. Часто кроме пластовой температуры используется расчетная величина снижения этой температуры за счет температурного градиента, а также повышение температуры окружающей среды и самого скважинного агрегата за счет нагрева погружного электродвигателя и центробежного насоса. Повышение температуры может быть довольно значительным и составлять 20-30 °С. Другим критерием выбора конструкции кабеля является температура окружающего воздуха, которая влияет на работоспособность и долговечность изоляционных материалов кабельных линий.

Важными факторами влияющими на выбор конструкции кабеля являются свойства пластового флюида - коррозионная активность, обводненность, газовый фактор.

Для сохранения целостности кабеля и его изоляции при спускоподъемных операциях необходимо кабель фиксировать на колонне. НКТ. При этом необходимо применять фиксирующие приспособления вблизи участка изменения диаметра колонны, т.е. около муфты или высадки под резьбу. При фиксации кабеля необходимо следить за тем, чтобы кабель плотно прилегал к трубам, а в случае применения плоского кабеля надо следить за тем, чтобы кабель не был перекручен.

Простейшими приспособлениями для крепления кабелей к насосно-компрессорным трубам (НКТ) и узлам погружного насосного агрегата УЭЦН являются металлические пояса с пряжками или клямсы.

Крепление кабеля-удлинителя к узлам погружного агрегата (погружного насоса, протектора и двигателя) осуществляется в местах, указанных в руководствах по эксплуатации данного вида оборудования; крепление кабеля-удлинителя и основного кабеля к НКТ осуществляется по обе стороны каждой муфты НКТ на расстоянии 200--250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты

Эксплуатация установок УЭЦН в наклонно -и криволинейных скважинах потребовала создания приспособлений для крепления кабелей и защиты их от механических повреждений.

Российским предприятием ЗАО "Ижспецтехнология" (г. Ижевск) разработаны и производятся защитные устройства (ЗУ), состоящие из корпуса и механических замков (рис. 6.9).

Данное устройство устанавливается на муфте НКТ и обладает следующими техническими особенностями:

* обеспечивает простую и надежную фиксацию (осевую и радиальную) на НКТ;

* надежно удерживает и защищает кабель, в том числе в аварийных ситуациях;

* не имеет сборно-разборных элементов (винтов, гаек, шплинтов и др.), что исключает их попадание в скважину при монтаже и спуско-подъмных операциях;

* предполагает многократное использование;

* монтаж устройства не требует слесарно-монтажного инструмента.

Среди ведущих фирм мира наибольший опыт в разработке, производстве и эксплуатации защитных устройств для кабелей имеет фирма Lasalle (Шотландия) (рис. 6.10).

Цельнометаллические литые протекторы Lasalle отличают следующие характеристики:

¦ скорость и простота монтажа;

¦ пригодность к эксплуатации в высокосернистой скважинной среде;

¦ отсутствие незакрепленных элементов, могущих упасть в скважину;

¦ возможность многократного использования.

Фирма Lasalle предлагает протекторы для защиты основного кабеля (плоского и круглого) и кабеля-удлинителя на участках колонны НКТ, погружного агрегата установки, обратного и спускного клапанов.

29. Оборудование устья скважин, оборудованных УЭЦН

В последние годы проведены работы по усовершенствованию оборудования устья скважины, оборудования для спускоподъемных работ и транспортировки узлов установок ЭЦН.

Оборудование устья обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции, регулирование режима эксплуатации и возможность проведения различных технологических операций.

Устье скважины для эксплуатации установками ЭЦН оборудуется либо стандартной фонтанной арматурой со специальной планшайбой для пропуска и герметизации кабельной линии, либо специальным оборудованием.

Так ТатНИИнефтемаш разработал оборудование устья типа ОУЭН (рис. 6.11).

Крестовик 1, соединенный с обсадной колонной, имеет разъемный конус 2, на котором подвешиваются НКТ. Над конусом расположено резиновое уплотнение 3, герметизирующее место вывода труб и кабеля 4. Уплотнение поджимается разъемным фланцем 5. Затрубное пространство скважины соединяется с выкидом из НКТ через колено 6 и обратный клапан 7. Обратный клапан предназначен для отвода затрубного газа в линию нефтесбора. Крестовик 1 имеет специальное отверстие для применения эхолота или других приборов. Все основные узлы оборудования устья унифицированы с узлами фонтанной арматуры и устья штанговых скважинных насосных установок, что существенно упрощает комплектацию оборудования устья и его эксплуатацию. Рабочее давление, на которое рассчитано оборудование устья, составляет 14 и 21 МПа, давление, на которое рассчитан устьевой сальник - 4 МПа, диаметр условного прохода запорных органов - 65 мм.

Наиболее распространенным способом уплотнения кабелей в устьевой арматуре скважин является их заделка с помощью резиновых сальниковых уплотнителей (шайб).

Уплотнение российских кабелей производится по изоляции токопроводящих жил, уплотнение кабелей иностранных фирм - по оболочкам жил или по общим шланговым оболочкам (в зависимости от конструкции кабелей). Данный способ трудоемок и не исключает деформацию изоляции и оболочек жил кабелей.

Рядом ведущих фирм мира разработаны и успешно эксплуатируются узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважин, представляющие собой разъемные герметические соединения концов основного кабеля кабельной линии и питающего наземного кабеля.

Пункты подключения кабельных линий (так называемые "клеммные коробки") устанавливаются между устьем скважины и наземным электрооборудованием УЭЦН таким образом, чтобы соединить наземный питающий кабель с основным кабелем.

30. УЭВН

Винтовой насос представлен на рис. 6.19 и состоит из ротора (рис. 6.19, а) в виде простой спирали (винта) с шагом l_р и статора (рис. 6.19, б) в виде двойной спирали с шагом l_с, в два раза превышающим шаг ротора, т.е.

l_с = 2l_р (6.2)

На рис. 6.19 в схематично показана часть винтового насоса в сборе. Основными параметрами винтового насоса являются диаметр ротора D длина шага статора l_с и эксцентриситет е. Полости, сформированные между ротором и статором, разделены. При вращении ротора эти полости перемещаются как по радиусу, так и по оси. Перемещение полостей приводит к проталкиванию жидкости снизу вверх, поэтому иногда этот насос называют насосом с перемещающейся полостью.

Ротор представляет собой однозаходный винт с плавной нарезкой и изготавливается из высокопрочной стали с хромированным или иным покрытием против истирания. Статор представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза большим, чем шаг винта ротора, изготавливается из резины или пластического материала и устанавливается в корпусе насоса.

К материалу для статора предъявляются достаточно жесткие требования.

В любом поперечном сечении статора лежит круг, а центры этих кругов лежат на винтовой линии, ось которой является осью вращения ротора. В любом поперечном сечении ротора круговое сечение смещено от оси вращения на расстояние «е», называемое эксцентриситетом.

Поперечные сечения внутренней полости статора вдоль оси одинаковы, но повернуты относительно друг друга; через расстояние, равное шагу статора /_с, эти сечения совпадают. Сечение внутренней полости статора представляет собой две полуокружности с радиусом, равным радиусу сечения ротора, центры которых (полуокружностей) раздвинуты на расстояние 4е. При вращении ротора он вращается вокруг собственной оси; одновременно сама ось ротора совершает вращательное движение по окружности диаметром 2е (рис. 6.20).

Спиральный гребень ротора по всей его длине находится в непрерывном контакте со статором; при этом между ротором и статором образуется полость, площадь сечения которой равна произведению диаметра ротора D на расстояние 4е, а осевая длина этой полости равна шагу статора /,. Эта полость заполнена откачиваемой продукцией скважины, и при повороте ротора на один оборот продукция перемещается вдоль его оси на расстояние /_с.



Таким образом, фактическая суточная подача винтового насоса Q (м³/сут) такова:

Главным конструктивным недостатком одновинтового погружного насоса является возникновение осевой силы за счет перепада давлений на выкиде и приеме, действующей на ротор.

На нефтяных промыслах применяется винтовой насос, состоящий из двух роторов, нагнетающих жидкость навстречу друг другу и имеющих раздельные приемы и общий выкид. Роторы соединены между собой и с погружным электродвигателем валом с эксцентриковыми муфтами; роторы вращаются в одном направлении, но один из них имеет правое направление спирали, а другой -- левое. При этом верхний ротор подает жидкость сверху вниз, а нижний -- снизу вверх. Такая схема уравновешивает осевую нагрузку, действующую на роторы. Эксцентриковые муфты позволяют роторам вращаться не только вокруг своей оси, но и по окружности диаметром Те. Эксцентриковые муфты работают в откачиваемой жидкости.

Для привода винтовых насосов применяют погружной электрический двигатель -- ПЭД. В комплект установки входит автотрансформатор, станция управления со всеми системами автоматики и защиты, устьевая арматура, электрический кабель и погружной агрегат с протектором. Как правило, ПЭД четырехполюсный, маслозаполненный, с гидрозащитой.

Частота вращения вала двигателя примерно 1400 об/мин, поэтому в шифре погружных винтовых установок имеется буква «Т», что означает тихоходный. Снижение частоты вращения вала электродвигателя диктуется принципом действия насоса, у которого с увеличением частоты вращения ухудшаются эксплуатационные характеристики из-за увеличения износа, нагрева и снижения КПД.

Установка спускается в скважину на колонне НКТ. Погружной насос имеет двухсторонний прием продукции и общий выкид в пространство между нижним и верхним роторами. Далее продукция движется по кольцевому зазору между корпусом статора верхнего насоса и корпусом насоса, проходит через специальные наклонные каналы и попадает в головную часть погружного насоса. В головной части имеется многофункциональный предохранительный клапан поршеньково-золотникового типа. Продукция обходит этот клапан по специальным каналам, проходит через шламовую трубу и попадает в колонну НКТ.

В погружных винтовых насосах поршеньково-золотниковый клапан является одним из ответственных элементов и выполняет следующие функции:

-- при спуске погружного агрегата в скважину сообщает затрубное пространство с колонной НКТ (переток жидкости из затрубного пространства в колонну НКТ через насос невозможен);

-- при подъеме погружного агрегата из скважины сообщает полость НКТ с затрубным пространством с возможностью слива жидкости из НКТ;

-- при откачке жидкости с большим содержанием свободного газа или при недостаточном притоке из пласта сбрасывает часть продукции с выкида в затрубное пространство; при нормальной подаче сброс жидкости прекращается;

-- при непредвиденном повышении давления на выкиде насоса, например, за счет закрытия задвижки на устье, клапан срабатывает и сбрасывает жидкость в затрубное пространство (винтовой насос является объемным насосом, поэтому не может работать в режиме закрытой задвижки на нагнетательной линии);

-- исключает работу насоса в режиме сухого трения ротора в статоре, предотвращая поломку насоса;

-- предотвращает снижение динамического уровня до приемной сетки верхнего насоса, сбрасывая часть жидкости с выкида в затрубное пространство; при этом подача установки снижается, срабатывает защита в станции управления, и установка отключается. После восстановления нормального динамического уровня, клапан закрывает спускной канал, и установка переходит в нормальный режим работы с расчетной подачей.

Шламовая труба предназначена для улавливания твердых частиц, которые могут появляться в колонне НКТ (окалина, стеклянная крошка или кусочки эмали при использовании остеклованных или эмалированных труб), и предотвращения их попадания в насос. В противном случае эти частицы попадают в зазор между ротором и статором, приводя к повреждению статора.

Погружные винтовые насосы предназначены для откачки из скважин жидкостей высокой вязкости. Кроме того, эти насосы, являясь объемными, менее чувствительны к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа, чем центробежные насосы, допуская более высокое газосодержание на входе в насос. Отсутствие в винтовых насосах клапанных узлов, малая длина самих насосов и их роторов позволяют им работать в практически горизонтальных скважинах. Винтовые насосы приспособлены к перекачке пластовой жидкости с повышенным содержанием механических примесей (до 400 мг/л).

Наиболее слабым элементом погружного винтового насоса является статор, т.к. при откачке продукции с механическими примесями происходит повреждение поверхности статора; кроме того, статор повреждается при недостаточной его смазке. Наличие резиновой обоймы накладывает температурные ограничения на область применения винтовых насосов, температура откачиваемой жидкости должна быть ниже 90 °С. Кроме того, установка имеет недостаточную гибкость по изменению производительности.

Машиностроительная промышленность выпускает винтовые насосы на подачу от 40 до 240 м³/сут, которые показали в определенных эксплуатационных условиях очень хорошие результаты. Эти насосные установки рекомендуются для эксплуатации скважин со следующими условиями:

-- вязкость нефти до 20 Пас;

-- повышенное содержание свободного газа;

-- большие отклонения скважины от вертикали (до 70°). КПД винтовых насосов достигает 80%. Отечественные

винтовые насосы имеют следующий шифр, например, ЭВНТ5А-100-1000: электрический (Э) винтовой (В) насос (Н), тихоходный (Т), под обсадную колонну 5А, с подачей 100 м³/сут и напором 1000 м.

31. УЭДН

Диафрагменные насосы являются насосами объемного типа. Основным рабочим элементом насоса является диафрагма, которая отделяет откачиваемую жидкость от контакта с другими элементами насоса.

Скважинный диафрагменный насос приводится в действие погружным электродвигателем. Установка состоит из наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование аналогично таковому для эксплуатации скважин винтовыми насосами.



Схема погружного агрегата представлена на рис. 6.22. Глубинный насос состоит из двух частей: верхней, в которой размещена круглая диафрагма 5, делящая эту часть на наддиафрагменную полость и являющаяся, по существу, насосом с нагнетательным клапаном 3 и всасывающим клапаном 4, и нижней поддиафрагменной полости А, которая заполнена маслом. Полость А образована диафрагмой 5, а также парой «цилиндр 8--поршень 9», которые размещены в корпусе 10, в верхней части которого имеется осевой канал 6, сообщающийся с камерой А. Сверху поршень подпружинен винтовой пружиной 7. Между погружным электродвигателем 15 и поршнем 9 имеется камера Б, также заполненная маслом. В нижней части поршень 9 контактирует с эксцентриком 11, закрепленным на оси в опоре 12. На этой же оси закреплено зубчатое колесо 13. Второе зубчатое колесо 14 закреплено на выходном валу погружного электродвигателя 15. Зубчатые колеса 13 и 14 образуют угловую зубчатую передачу. В нижней части погружного двигателя имеется компенсационная диафрагма 16. Электродвигатель, камеры А и Б заполнены одним и тем же маслом. Камеры А и Б могут сообщаться через специальный клапанный узел 18, расположенный в корпусе 10. Камера А имеет строго определенный объем, а следовательно, и объем масла в ней. Утечки масла из камеры А через зазор «цилиндр--поршень» в камеру Б приводят к открытию клапанного узла 18 и восполнению масла в камере А. Излишки масла в камере А также сбрасываются в камеру Б клапанным узлом 18. Электрическое питание погружному электродвигателю подается по кабелю 17.